成本居高市场仍处示范阶段

　　“光电建筑一体化市场还比较有限，目前技术基本成熟，关键是建设成本高，投资回收周期较长。”安徽天柱绿色能源科技有限公司总经理卢育发如是说。

　　罗多表示，BAPV通常可以进行投资分析，一般来说，系统造价为10元/瓦，而BIPV则很难进行合算，但成本肯定很高。一般投建BIPV，绝大多数业主单位并非为了获取经济效益而是出于美观或者是广告效应，比如作为标志性示范工程，当作某地的招牌，实际市场规模很小，这自然与成本居高不下有关。其所用组件和支架要比普通屋顶电站分别贵3倍和2倍，而其他BOS(组件和系统平衡件)成本大致相当或略高，但要使用大量的小型逆变器，其价格要远大于大型逆变器。

　　罗多举例指出，目前在广东境内，1瓦装机的市场报价约为10元，一年发电约1.2千瓦时，若执行1元/千瓦时的标杆上网电价，要收回成本约需7至8年时间。但实际上只有五大发电集团等大型国有发电企业才能享受到标杆上网电价这一待遇，一些民营企业是无法涉足和企及的。

　　尽管晶硅电池及组件价格不断走低，并有财政部和住建部联合发布的《关于组织实施2012年度太阳能光电建筑应用示范的通知》以及“金太阳示范工程”补贴支持，在一定程度上降低了建设成本，但很多项目还要购置储能装置，这意味着需增加投入。

　　南京华伯仪器科技有限公司董事兼首席执行官李伯平提供的数据显示，就普通独立光伏电站储能方式而言，铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、超级电容的投资净成本(万元/KW120h)分别为9.6、43.2、22.1、480。

　　如果说上述投入只是所谓显性成本的话，那么有些则是隐性成本。

　　中国可再生能源学会副理事长孟宪淦之前接受本报记者采访时也曾明确表示，光电建筑一体化在城市的应用市场并不大，因为项目要牵涉到与城市建设规划、建筑标准协调以及对建筑物进行重新设计改造等问题，又会产生额外的费用，而这些成本往往在台面上是无法看到且明确计算的。

　　从发电量来看，就广州这样的低纬度地区而言，光电建筑外立面发电量小，度电成本高。即便是在纬度相对较高的北京，亚运村某屋顶发电项目1千瓦装机一天发电量也不到3千瓦时，发电成本约为2至3元。

　　微电网难破并网之惑

　　“我们在全国做了100多个分布式光伏发电项目，只有二三个项目实现并网。”罗多称。其实这并非个案，“金太阳工程”相当一部分项目都未并网，作为分布式光伏发电应用的重要形式，即光电建筑一体化项目自然不能幸免于并网难。

　　自发自用、多余上网本是分布式光伏发电项目运营的基本原则，但在国内由于电力体制以及利益博弈等问题，电网一直将分布式发电项目产生的电力视为“垃圾电”，认为其将增加电网建设和运营成本，威胁电网安全，因此对其接纳的积极性并不高，并网难以及限电等现象频频出现。

　　其实，现有很多项目即便并网也大都属于用户侧并网。但罗多指出，这又会出现新的问题，即当负载消耗不了，就会出现电能逆流，其会冲击大的公共电网，为此会设置防逆流装置，一旦发生逆流，该装置就会自动切断，这就会使得30%到50%不等的光伏发电量白白浪费。

　　为了破解分布式发电项目的电力消纳等问题，业界逐渐把希望寄托在了微电网身上，但同样受制于标准、技术、成本、政策等问题，微电网的前路似乎也并不明朗，现有项目境遇不一。

　　罗多称，兴业太阳能在珠海东澳、万山两座孤岛投建并运营了智能微电网系统，其中东澳“风光柴蓄智能微电网”已经安全运行两年多，完全离网，自发自用，岛上居民购电价格由过去纯粹靠柴油发电时的2.5元/千瓦时(含政府补贴)，降